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煤电调控为何要设“天花板”控制目标

2017年01月17日 15:20 来源于 财新网
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2020年11亿千瓦的规划目标极有可能就是煤电装机规模的上限;尽可能调低2020年煤电规划目标,无论是从短期的保障煤电经济性还是从长期的降低转型成本来看,都大有裨益
近日,国家能源局以“协调‘十三五’煤电投产规模的函”的形式向新疆、内蒙古、山西、山东、广东、河南、陕西、宁夏等11个省区发文,确定其停建推迟煤电项目的规模和清单。图自视觉中国

  文|袁家海

  华北电力大学经济与管理学院教授

  近日,国家能源局以“协调‘十三五’煤电投产规模的函”的形式向新疆、内蒙古、山西、山东、广东、河南、陕西、宁夏等11个省区发文,确定其停建推迟煤电项目的规模和清单,文末明确“请于2017年1月16日前反馈书面意见,逾期不返回视为无意见”“请抓紧按此调整你省(区)‘十三五’发展规划的相关内容以及煤电有序发展工作方案”。推迟项目清单的“确之凿凿”和仅给短短一周的反馈时间均表明,这不是在征求意见,而是在明确地向这11个省区下达“十三五”煤电项目总量规划目标和推迟停建项目清单。

  据统计,要求这11个省区推迟至“十四五”的煤电项目总规模达10670万千瓦,另要求取消山西省自行纳入规划的346万千瓦煤电项目。而且,还保留了进一步调控、缩减“十三五”煤电规模的空间,所有函件中无意外地都要求各省区,“严格落实相关文件要求,梳理现有纳入规划和核准项目情况,进一步压缩‘十三五’煤电投产规模”。

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  2014年11月核准权从国家发改委下放到省一级政府后,各省在煤电项目核准上“开闸放水”到底有多疯狂?以本次调控涉及到的省区为例:这11个省区目前在建规模至少高达20280万千瓦,该数字尚不包括这些省份已经通过核准、但尚未开工建设的新项目;按被缓建的绝对规模看,山西高达1878万千瓦,新疆高达1554万千瓦,山东1254万千瓦、广东1222万千瓦、内蒙古1182万千瓦。按比例看,合计被缓建的项目占这些省区在建项目总规模的54%,山西、广东的比例分别为78%和76%,需要指出的是这两个省份近三年煤电利用小时数降低较快,电力过剩问题显著;就各省被叫停项目占十一省的总规模而言,排名前六位的省份占到了被缓建总规模的74%,这些省份无一例外均是煤电基地或负荷中心。

  另据绿色和平整理的核准/新建煤电项目统计数据,截至2016年9月份,本次调控暂未涉及的另外17省区(不含北京、上海、西藏)在建煤电项目规模为14326万千瓦。根据“十三五”电力规划提出的“‘十三五’期间取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上、到2020年全国煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内”的规划和调控目标,另17个省区的煤电投产目标应控制在10734万千瓦以内,而推迟/取消项目规模至少应在3900万千瓦以上。根据这些省区的在建规模和规划建设预警结果,下一步推迟/取消煤电项目的重点省份会是贵州、江苏、福建、湖北、河北等。当然,也不排除国家能源局进一步缩减内蒙古、新疆、山东、宁夏、陕西等重点省份的投产煤电规模的可能性,因为已预留了后续调控空间。

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  主管部门的无奈选择

  由本次调控回头看,尽管11亿千瓦的“十三五”电力煤电规划目标是被实际在建规模“裹挟”而不得为之的结果,但设置“天花板”控制目标,实际上透露了主管部门的后续调控策略。

  2016年11月“十三五”电力规划发布时,11亿千瓦的煤电装机控制目标引发了业内的强烈反响。很多专家对需求增长进入中低区间、煤电利用率持续恶化、产能过剩严重的情况下新增2亿千瓦煤电装机目标表示了明确的反对意见。从本次调控所透露出来的信息看,因为在建规模依然至少有2亿千瓦,2020年把煤电装机控制在11亿千瓦以内只能是主管部门在现实裹挟下的无奈选择。

  然而,采用“11亿千瓦以内”这一表述方式也表明主管部门这一目标留有充分的调控弹性:对2亿千瓦在建规模之外的煤电项目,将通过不允许纳入规划、取消或推迟等强力行业监管和行政调控措施来进行调控;2016年下半年煤电经济性已然发生逆转,2017年全行业亏损面扩大无可避免,而短期内无上调煤电上网电价的政治经济条件,进一步市场化则会降低煤电企业的上网电价水平,因此通过设置装机规模“天花板”目标和取消项目规模的“地板”目标,实际上是给了市场自发调节空间,寄希望发电企业在投资回报达不到预期的情况下主动取消新建项目;最后,“十三五”关停2000万千瓦落后机组的目标也为后续主管部门采用“等量替换”甚至“减量替换”以确保将煤电装机控制在11亿千瓦以内,预留了最后手段。

  “三个一批”政策终落地

  2014年项目核准权下放以来,主管部门逐步认识到了新建煤电规模高企的风险,调控政策在曲折中艰难前进、逐步落地。

  不妨通过观察本轮煤电调控的关键节点,来认识主管部门的政策路径和未来可能的政策取向。

  2015年11月18日,笔者针对2014年11月项目核准权下放后的核准、新建煤电规模过快增长问题发布《中国煤电产能过剩与投资泡沫》报告,提出了“2020年9.6亿千瓦的煤电合理规划目标”,并提出“加强电力统筹规划、主管部门充分发挥信息调控功能和建立电力投资预警机制”三条政策建议。遗憾的是,相关结论和建议在当时并未得到主管部门的认可。

  2015年12月29日召开的2016年全国能源工作会议上,国家能源局明确要“有序发展煤电,有效控制煤电产能规模”。根据措辞解读,此时主管部门对于是否存在煤电产能过剩问题尚未明确表态。

  2016年2月18日,国家能源局召开全面深化改革领导小组会议,努尔·白克力局长提出“要化解煤电过剩产能”,对存在电力冗余的地区要根据实际情况,取消一批不具备核准条件的项目,暂缓一批煤电项目核准,缓建一批已核准项目。在3月22日发布的《2016年能源工作指导意见》中,政策基调是“控制煤电产能规模”。从措辞上解读,“煤电产能过剩”已然引起主管部门关注。

  2016年4月21日,国家能源局召开促进煤电有序发展电视电话会议,部署煤电有序发展的调控政策,提出要“着力推进能源供给侧结构性改革,促进煤电行业科学、可持续发展”。《关于促进我国煤电有序发展的通知》《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能工作的通知》《煤电项目规划建设情况监管工作方案》等调控政策文件随即正式发布。至此,主管部门完成了由“认识到位”到“政策到位”的转变。本轮调控的主体思路,即“以风险预警为先导、以加强监管为手段、以‘三个一批’为主要措施和进一步淘汰落后产能为辅助措施”得以明确。

  2016年7月13日,国家发改委、国家能源局《关于有序放开发用电计划工作的通知》公开征求意见,提出加快缩减现役煤电机组非市场化电量,不再安排新投产机组发电计划;对2017年3月15日后投产的煤电机组,各地除对优先购电对应电量安排计划外,不再安排其他发电计划,明确了行政调控与市场调控相结合化解煤电产能过剩的调控思路。

  2016年9月13日,国家能源局发布《关于取消一批不具备核准建设条件煤电项目的通知》,“三个一批”中的“取消一批”得以实质性落地。

  2016年10月10日,国家能源局发布《关于进一步调控煤电规划建设的通知》,“三个一批”中的“缓核缓建”政策落地,该政策区分自用煤电和外送煤电项目,进一步细化了调控政策。据有关分析,该项政策“冻结”了1.1亿千瓦煤电项目。

  2017年1月9日,国家能源局向11个省区发文确定了推迟至“十四五”才可能执行的煤电项目清单。笔者预计,煤电经济性在短期内料难改善、而电力过剩的局面到2020年也不会有根本性改善,因此这1.1亿千瓦煤电项目绝大多数将被企业自主撤销。笔者预判主管部门还将对本次未涉及到的省区出台类似的具体调控措施。

  长期战略的可能性

  展望未来,主管部门应在明确煤电在中国电力供应长期定位的前提下进一步细化中短期煤电政策导向,通过规划目标、行政调控和市场机制相结合来引导煤电装机合理化。

  主管部门对“十三五”电力规划煤电装机规划目标的官方解释是,“在新增的2亿千瓦项目中,1.9亿千瓦是‘十二五’已经安排下去”。然而,“十二五”能源规划提出的2015年煤电装机目标仅为9.6亿千瓦,“十二五”后两年电力需求增长明显放缓,断无调增规划目标的必要;而“十三五”电力规划未出,这些项目又是怎么安排下去的呢?核准权下放和地方政府“开闸放水”往往被用作是对这一问题的解释,但事实是,核准权下放时,主管部门即明确了对煤电“规划平衡下的总量控制”调控政策。规划执行滞后、思维惯性等可以部分回答这一问题,但根本的原因还是对我国长期电力供需形势、电力结构调整的长期战略、煤电在电力系统中的长期定位认识不到位,而导致的短期规划目标和调控政策的摇摆不定。未来的调控政策必须要在长期战略明确的前提下优化、统筹短期策略,同时,电力改革正步入攻坚阶段,后续在继续坚持行政调控手段基本点的同时必须注重通过市场力量配置资源。

  关于长期战略问题,笔者提出如下想法作为一种可能性供讨论:以2050年人均用电量8000千瓦时为基本参数来探讨2050年的电力供应问题。尽管业内专家对2050年人均用电量有不同认识,笔者想指出的是在人均GDP仅达到3.2万美元(2015年汇率)的经济发展水平下,考虑后进入工业化国家高电气化率的要求,按欧日模式匡算,人均8000千瓦时已属较高的用电水平,根据2050年人口预测全社会用电量约为11.4万亿千瓦时。电源方面:假设水电装机4.5亿千瓦(接近技术经济可开发资源的上限,开发率75%)、核电3亿千瓦,二者相加的供电能力是3.6万亿千瓦时,约占总电量的31%;风电、太阳能(光伏和光热)按18-19亿千瓦总装机计,相对于高比例情景而言,这只能算是一个折中目标,可再生(加上生物质)的总供电能力也约3.5万亿千瓦时,占总电量的30.5%;天然气按照集中式1亿千瓦、分布式1.5亿千瓦计(考虑到2020年目标是1.1亿千瓦,这一目标一点也不激进),供电能力是8000亿千瓦时;这样,留给煤电的供电规模不过3.5万亿千瓦时,占总电量的30.5%。同时,2050年的煤电装机还受其技术和运行模式影响,笔者的假设是届时储蓄、调峰气电、需求响应和储能可解决系统灵活性问题,而2摄氏度这样基本的气候政策目标下我国从2030年到2050年要实现深度减排(总排放达峰后减少三分之二),因此煤电将以USC+CCS技术为主基荷运行。即便是充分考虑CCS带来的效率损失(提高厂用电率而减少单位装机的供电能力),现在的煤电装机规模(9.5亿千瓦)也足以满足需求。当然,如果全球就1.5度温升目标达成协议,届时中国的排放曲线需要更为深度的减排,则煤电规模还需进一步缩减。

  如果上述分析成立,那么2020年11亿千瓦规划目标极有可能就是煤电装机规模的上限,2020年后应该而且也必须实现完全靠清洁可再生能源装机增长,来保障进一步走低的电力需求增长。从这个角度看,尽可能调低2020年煤电规划目标,无论是从短期的保障煤电经济性还是从长期的降低转型成本来看,都大有裨益。另外,从转型路径的角度看,煤电将经历从过去的以基荷电源为主、到很长一段过渡期的灵活性调节电源(至少相当比例的煤电须如此,以保障系统灵活性)、再到远期的重回基荷电源的定位调整。短期调控策略必须在长期战略清晰明确的前提下制定。否则始终着眼于短期、被现实所束缚,系统转型的难度和成本将越来越高。

  就后续调控路径而言,具体的建议有:1)尽快出台其他17个省区的取消和推迟煤电建设项目规模目标,以守住11亿千瓦的“天花板”目标;2)尽快摸清各省区全部在建项目的建设状态,按当前22个月的平均建设周期来看,2019年投产项目还有进一步的调控空间;3)认真评估“十三五”煤电装机目标的合理性和必要性,建议在2017年底进行中期评估,按程序对煤电规划目标进行滚动修正,通过目标修正来降低行业的煤电投资预期,其中自备电厂可能是后续调控的难点,主管部门须有应对措施;4)按进度削减煤电机组的计划电量比例,2017年后新投产机组直接参与市场,加快现货市场建设,尽早让市场给煤电投资提供正确的价格信号。

责任编辑:高昱 | 版面编辑:杜春艳
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